CCUS: la brecha entre los planes y la realidad de las petroleras
La captura de carbono sigue siendo el caballo de batalla de las petroleras en su transición energética, aunque la distancia entre los planes y la realidad operativa sigue siendo considerable. Las petroleras mantienen su apuesta por el almacenamiento y aprovechamiento de CO2 (CCUS) como pilar de sus estrategias de descarbonización, con más de 140 proyectos en funcionamiento que suman 62 millones de toneladas anuales de capacidad. Sin embargo, la mayoría de la capacidad proyectada para los próximos años aún se encuentra en fases tempranas de diseño o estudio de viabilidad, lo que genera incertidumbre sobre cuánto de lo anunciado se materializará realmente.
Según un análisis estratégico de GlobalData consultado por El Punto Renovable, el sector energético controla más del 70% de toda la capacidad de captura operativa y planificada a nivel mundial para junio de 2026. Esta concentración refleja una apuesta calculada: las compañías petroleras y gasísticas reducen o revisan inversiones en otras áreas de transición energética, pero mantienen el CCUS como prioridad estratégica. El informe destaca que las firmas del sector siguen siendo las participantes principales del mercado, a pesar de los retrasos recurrentes en la ejecución de proyectos.
62 millones de toneladas: la cifra que muestra el gap entre promesas y operación real
La capacidad acumulada actual de 62 millones de toneladas de CO2 al año proviene de más de 140 instalaciones operativas distribuidas globalmente. Este número, aunque significativo, representa una fracción mínima de las emisiones totales del sector. Ravindra Puranik, analista de GlobalData, señala que existe una brecha estructural entre los proyectos anunciados con fanfarria mediática y aquellos que finalmente se construyen.
Mucha de la capacidad proyectada para los próximos años permanece en etapas iniciales como estudios de viabilidad o diseño de ingeniería conceptual (FEED). El mercado ha superado la fase de proyectos piloto, pero aún enfrenta obstáculos regulatorios, comerciales e infraestructurales antes de que la implementación masiva sea viable. La estabilidad de la capacidad instalada en el corto plazo contrasta con las proyecciones optimistas de crecimiento acelerado entre 2028 y 2030.
De Ravenna a Barents: tres megaproyectos que definen la estrategia del sector
Las compañías están enfocando sus inversiones en proyectos directamente vinculados a sus activos existentes: refinerías, plantas de gas natural licuado (GNL), producción de hidrógeno y operaciones upstream. Esta lógica de integración vertical busca maximizar el uso de infraestructura propia y reducir costos de transporte y almacenamiento.
En Italia, Eni desarrolla el clúster de captura y almacenamiento de Ravenna, aprovechando la proximidad de reservorios geológicos offshore en el Adriático. En Estados Unidos, ExxonMobil construye una red de transporte y almacenamiento de CO2 en la costa del Golfo de México, conectando múltiples fuentes industriales con yacimientos de inyección. El proyecto más emblemático desde el punto de vista del modelo de infraestructura compartida es Northern Lights en Noruega, impulsado por Equinor, Shell y TotalEnergies, que se especializa en transporte marítimo de CO2 y almacenamiento submarino.
Northern Lights funciona como laboratorio de un paradigma clave para escalar el CCUS: la infraestructura compartida entre múltiples emisores. En lugar de que cada planta industrial construya su propio sistema de captura, transporte y almacenamiento, este modelo noruego propone un hub regional que reduce costos fijos y riesgos técnicos. La viabilidad económica de este enfoque será determinante para que otros proyectos similares emerjan en el Mar del Norte, el Golfo de México o la costa oeste de África.
El cuello de botella del FEED: por qué 2028-2030 es la ventana decisiva
El crecimiento proyectado entre 2028 y 2030 depende de que los proyectos actualmente en fase FEED avancen a construcción. Esta transición implica decisiones de inversión final (FID, por sus siglas en inglés) que históricamente han sido el punto donde más proyectos de energía limpia fracasan o se postergan. La diferencia con tecnologías como la solar o eólica es que el CCUS requiere validación geológica específica para cada yacimiento de almacenamiento, lo que añade incertidumbre técnica y temporal.
Los obstáculos no son solo técnicos. La regulación del almacenamiento transfronterizo de CO2 sigue siendo un territorio gris en muchas jurisdicciones. Los marcos de responsabilidad a largo plazo, la monitorización post-cierre de yacimientos y los precios del carbono insuficientes en la mayoría de mercados dificultan el cierre de modelos de negocio rentables. Sin mecanismos de precio al carbono que superen los 80-100 dólares por tonelada, muchos proyectos CCUS dependen de subsidios gubernamentales o de créditos fiscales como los del artículo 45Q en Estados Unidos.
La persistencia de las petroleras en esta tecnología, a pesar de estos frenos, responde a una necesidad estratégica dual: mantener la legitimidad social para operar sus activos hidrocarburíferos existentes mientras diversifican hacia negocios de bajas emisiones. El CCUS permite argumentar que la extracción continua puede ser "neutralizada" técnicamente, aunque los números actuales de 62 millones de toneladas anuales son insuficientes para compensar las emisiones globales del sector, que se cuentan en miles de millones de toneladas.
Preguntas frecuentes
¿Qué significa FEED en proyectos de captura de carbono?
FEED (Front-End Engineering Design) es la fase de diseño de ingeniería conceptual donde se definen los parámetros técnicos, costos estimados y planificación de un proyecto antes de la decisión de inversión final. En CCUS, es el punto donde muchos proyectos quedan estancados por años.
¿Cuál es el precio mínimo del carbono para que CCUS sea rentable sin subsidios?
Los analistas estiman que se requieren precios entre 80 y 100 dólares por tonelada de CO2 para que la captura, transporte y almacenamiento sea económicamente viable sin apoyo gubernamental. Actualmente, pocos mercados alcanzan este umbral de forma sostenida.
¿Qué diferencia hay entre CCUS y CCS?
CCS (Carbon Capture and Storage) se refiere solo a la captura y almacenamiento. CCUS añade la "U" de Utilization, es decir, el aprovechamiento del CO2 capturado para producir productos como combustibles sintéticos, materiales de construcción o en procesos industriales, lo que teóricamente genera ingresos adicionales.
Información publicada originalmente por El Periódico de la Energía.